AleaSoft Energy Forecasting, 21 agosto 2026. Le ondate di calore di quest’estate stanno interessando simultaneamente diversi sistemi elettrici europei, sebbene attraverso canali diversi. Aumentano la domanda di elettricità legata al raffrescamento, limitano la disponibilità della generazione e accrescono la volatilità dei prezzi. Gli episodi registrati in Spagna, Francia, Italia, Romania e Ungheria mostrano perché anticipare questi rischi richieda una visione d’insieme dei mercati elettrici europei.
Il caldo estremo non è più un’anomalia
Dalla fine di giugno, la Spagna ha registrato diversi episodi di temperature eccezionalmente elevate. Giugno è stato il secondo mese più caldo della serie storica, con una temperatura di 3,2 °C superiore alla media. A luglio la temperatura media è stata di 25,7 °C, 2,6 °C sopra la norma, ed è stato, a pari merito con luglio 2022, il mese più caldo mai registrato in Spagna, secondo i dati dell’AEMET.
Le conseguenze vanno ben oltre i record meteorologici. All’inizio di agosto, il sistema MoMo gestito dall’Istituto di salute Carlos III stimava circa 3450 decessi attribuibili alle alte temperature da giugno, di cui oltre 2000 solo a luglio.
Il fenomeno ha una dimensione europea. L’Organizzazione mondiale della sanità considera le ondate di calore del 2026 un rischio significativo per la salute pubblica in Europa e avverte che gli episodi estremi stanno diventando più frequenti, intensi e prolungati.
Un fenomeno, effetti diversi a seconda del sistema elettrico
Il caldo estremo sta mettendo alla prova anche la generazione elettrica, ma i suoi effetti dipendono dalle caratteristiche di ciascun sistema.
In Francia, le elevate temperature dell’acqua dei fiumi e, in alcuni casi, le basse portate hanno costretto ad adattare la produzione di diverse centrali nucleari durante l’estate. I reattori di Bugey, Golfech, Tricastin, Chooz e Saint-Alban hanno ridotto la produzione o sono stati temporaneamente fermati per rispettare i limiti ambientali legati alla temperatura dell’acqua utilizzata per il raffreddamento.
Nell’Europa sud-orientale, il problema è stato particolarmente evidente sul Danubio. In Romania, Nuclearelectrica ha avviato lo spegnimento controllato dell’unità 2 della centrale di Cernavodă il 13 agosto in risposta al calo significativo e continuo del livello del fiume.
In Ungheria, la centrale nucleare di Paks ha ridotto drasticamente la produzione a causa dei livelli eccezionalmente bassi dell’acqua del Danubio. Le autorità hanno adottato misure straordinarie per mantenere una quantità d’acqua sufficiente per il raffreddamento ed evitare uno spegnimento completo.
L’Italia mostra un altro lato dello stesso fenomeno. Secondo i dati di TERNA, il gestore del sistema italiano, la domanda di elettricità ha raggiunto 32,5 TWh a luglio, il valore più alto mai registrato per quel mese e l’8,3% in più rispetto a luglio 2025. Il 15 luglio la domanda ha inoltre raggiunto il picco annuale, a circa 58 GW. Terna ha attribuito gran parte di questo aumento alle temperature eccezionalmente elevate.
Più domanda, meno margine e prezzi più volatili
Quando il caldo aumenta simultaneamente la domanda e riduce o limita la disponibilità di determinate tecnologie, l’effetto può trasferirsi rapidamente ai mercati elettrici.
In Spagna, il prezzo medio del mercato day-ahead ha raggiunto 104,75 €/MWh a luglio, il 51% in più rispetto a giugno e il 50% in più rispetto a luglio 2025. Il 23 luglio, nel pieno dell’ondata di calore, il prezzo ha superato 255 €/MWh nell’ora tra le 21:00 e le 22:00.
Le ondate di calore spesso coincidono con episodi di vento debole, un fenomeno noto come heatflaute. Il suo effetto è particolarmente visibile nel tardo pomeriggio e nella prima serata, quando la produzione solare scompare mentre la domanda di raffrescamento rimane elevata, amplificando la volatilità dei prezzi intraday. L’episodio del 23 luglio in Spagna, con il prezzo sopra 255 €/MWh nell’ora tra le 21:00 e le 22:00, segue esattamente questo schema.
Il caldo non è stato l’unico fattore. L’aumento dei prezzi del gas, in un contesto segnato dalla crisi nello Stretto di Hormuz, ha contribuito anch’esso all’incremento dei prezzi.
La pressione non si è limitata al mercato iberico. Il 17 agosto il prezzo day-ahead in Francia ha raggiunto 177,35 €/MWh, il livello più alto dell’anno fino a quel momento, mentre la Germania ha registrato 176,73 €/MWh, il suo terzo prezzo più alto del 2026. L’episodio si è verificato in un’estate caratterizzata da ricorrenti limitazioni della generazione nucleare in Francia e da episodi di bassa produzione eolica in Germania, due fattori che avevano già fatto aumentare i prezzi nei giorni precedenti dello stesso mese.
Questi episodi mostrano che un’ondata di calore può modificare simultaneamente diversi elementi del sistema: domanda, disponibilità della generazione, scambi transfrontalieri di energia e prezzi.
Il caldo non colpisce tutti i mercati allo stesso modo
I mercati elettrici europei sono interconnessi, ma non reagiscono nello stesso modo a un episodio di temperature estreme.
Il mix di generazione, la disponibilità delle interconnessioni, la sensibilità della domanda alla temperatura, la produzione rinnovabile, la disponibilità di acqua e le restrizioni ambientali determinano il modo in cui l’impatto si trasmette in ciascun Paese.
Per questo, lo stesso episodio può tradursi in un record della domanda in Italia, in limitazioni alla generazione nucleare in Francia, Romania o Ungheria e in forti oscillazioni dei prezzi in Spagna, Francia o Germania.
La heatflaute estiva e il suo equivalente invernale, la dunkelflaute, stanno diventando una sfida ricorrente per il sistema elettrico europeo: il peso delle rinnovabili dipendenti dalle condizioni meteorologiche è fondamentale quando i modelli climatici diventano più estremi e difficili da prevedere.
Per le aziende che operano in più di un mercato o vi sono esposte, analizzare ogni Paese isolatamente offre un quadro incompleto. Gli sviluppi in un mercato possono influenzare gli scambi, la disponibilità della generazione e i prezzi nei mercati confinanti.
Previsioni per anticipare gli scenari nei mercati europei
In questo contesto, le previsioni a breve e medio termine consentono di anticipare come gli episodi meteorologici estremi possano ripercuotersi sulla domanda, sulla generazione rinnovabile e sui prezzi in ciascun mercato.
AleaBlue, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting specializzata nelle previsioni a breve e medio termine, fornisce previsioni orarie di queste variabili per i principali mercati elettrici europei.
L’utilizzo di un quadro analitico coerente tra i Paesi consente di confrontare l’evoluzione attesa dei mercati e individuare dove potrebbero concentrarsi i rischi e le opportunità maggiori. Ciò è particolarmente rilevante per trader, rivenditori di energia, produttori e grandi consumatori attivi o esposti in diversi Paesi.
Anticipare di fronte a un rischio sempre più frequente
Il caldo estremo non è più soltanto un fenomeno meteorologico. È anche una sfida per la salute, le infrastrutture e i sistemi energetici.
Adattarsi richiede il potenziamento delle reti, dello stoccaggio energetico, della flessibilità della domanda, delle interconnessioni e della resilienza degli impianti di generazione, mentre elettrificazione e decarbonizzazione continuano ad avanzare.
Previsioni migliori non impediscono un’ondata di calore, ma consentono di preparare meglio i sistemi elettrici, le aziende e i servizi essenziali. Più questi episodi diventano frequenti e intensi, maggiore è il valore di anticipare come influenzeranno ciascun mercato e come interagiranno i diversi sistemi elettrici europei.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting